Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "АК "Транснефть" в части ОАО "Сибнефтепровод" по объектам "Трубопроводной системы "НПС "Пур-Пе" - НПС "Самотлор, 49562-12

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Сибнефтепровод» по объектам «Трубопроводной системы «НПС «Пур-Пе» - НПС «Самотлор» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии и мощности, потребленной за установленные интервалы времени, автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения информации.

Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для коммерческих расчетов и оперативного управления энергопотреблением.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

АИИС КУЭ обеспечивает выполнение следующих автоматизированных функций:

-    выполнение измерений 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

-    вычисление и представление результатов измерений за выбранный отчетный период по отдельным измерительным каналам (ИК) и группам точек измерений;

-    вычисление потребленной электрической мощности по отдельным объектам, усредненной за выбранный интервал;

-    хранение данных об измеренных величинах в стандартной базе данных в течение не менее 3,5 лет;

-    ежесуточное резервирование баз данных на внешних носителях;

-    разграничение доступа к базам данных для разных групп пользователей и фиксация в отдельном электронном файле всех действий пользователей с базами данных;

-    предоставление контрольного доступа к результатам измерений, данным о состоянии средств измерений по запросу со стороны интегрированной автоматизированной системы управления коммерческим учетом ОАО «АТС» в соответствии с процедурой контрольного доступа и форматом запроса данных;

-    обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне;

-    диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

-    конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

-    ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени)..

Каждый ИК состоит из трансформаторов напряжения и тока, счетчика электроэнергии, оборудования приема-передачи, коммутационного оборудования, АРМ и серверов.

Первый уровень АИИС КУЭ (аппаратное оборудование НПС), включает:

-    оборудование информационно-измерительных комплексов (ИИК): измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,2S и 0,5S по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,2 и 0,5 по ГОСТ 1983-2001, микропроцессорные счетчики активной и реактивной электроэнергии класса точности 0,2S по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электрической энергии и 0,5 по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электрической энергии, установленные на объектах, указанные в таблице 2;

-    оборудование приёма-передачи информации: шлюз-концентратор, коммутатор Ethernet, маршрутизатор, спутниковый модем (с тарельчатой антенной), модем коммутируемый;

-    вспомогательное оборудование: источник бесперебойного питания, переключатель резервного питания, средства защиты от импульсных помех и перенапряжений информационных линий, блок питания, вводные автоматы защиты и коммутационное оборудование, средства компоновки и защиты оборудования (шкаф) и аппаратура термоконтроля.

Данный уровень осуществляет полный цикл автоматического сбора привязанных к единому календарному времени измеренных данных о приращениях электроэнергии в точках измерений с заданной дискретностью измерений (30 минут), хранение и передачу информации на верхний уровень АИИС КУЭ.

Второй (верхний) уровень АИИС КУЭ включает в себя «Центр сбора и обработки данных» ОАО «АК «Транснефть» и автоматизированные рабочие места (АРМ) диспетчеров (операторов АИИС КУЭ).

Аппаратное оборудование «Центра сбора и обработки данных»:

-    серверное оборудование, обеспечивающее сбор, обработку, хранение данных и формирование отчётных документов: серверы управления (Master-Converge, основной и резервный), сервер управления кластерами БД, серверы базы данных (Oracle, основной и резервный), серверы опроса, аппаратура резервного копирования - ленточная библиотека, устройства синхронизации системы единого времени УССВ, серверы SQL (Web-доступ пользователей, БД), система хранения данных, контроллер управления, дисковый накопитель, коммутатор;

-    оборудование приёма-передачи информации, обеспечивающее приём и выдачу информации: маршрутизатор, модемный пул;

-    оборудование АРМ эксплуатирующего персонала, включающее: персональный компьютер, монитор, клавиатуру, мышь, источник бесперебойного питания.

Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы и напряжения электрического тока в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за этот период реактивная мощность вычисляется по средним значениям активной и полной мощности.

Состав измерительной информации на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации:

-    активная и реактивная электрическая энергия как интеграл по времени от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интервалов времени 30 мин;

-    средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи (интерфейс RS485)

поступает на шлюз-концентратор и через сети передачи данных ОАО «Связьтранснефть» передается в сервер «Центра сбора и обработки данных» ОАО «АК «Транснефть» (г. Москва).

На верхнем (втором) уровне АИИС КУЭ выполняется дальнейшая обработка измерительной информации - вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Пользователям «АК «Транснефть» и ОАО «Сибнефтепровод» предоставляется Веб-доступ к результатам измерений. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется через интернет-провайдера.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее - СОЕВ). СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую синхронизацию системных часов компонентов измерительной системы с единым календарным временем, установленным для часового пояса города Москвы.

Программное обеспечение

Архитектура программного обеспечения, используемого в АИИС КУЭ, разработана на основе принципов взаимодействия открытых систем с обеспечением санкционированного доступа на базе международных стандартов на программно-аппаратные интерфейсы.

В состав программного обеспечения (далее - ПО) АИИС КУЭ входит ПО счетчиков электроэнергии и ПО серверов ИВК АИИС КУЭ. Программные средства ИВК АИИС КУЭ содержат: базовое (системное) ПО, включающее операционную систему, программы обработки текстовой информации, сервисные программы, ПО систем управления базами данных (СУБД) и прикладное ПО «Converge», ПО устройства синхронизации времени.

Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - влияния нет.

Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню С по МИ 3286-2010.

Технические характеристики

Перечень ИК, входящих в состав АИИС КУЭ, с указанием непосредственно измеряемой величины, наименования ввода, типов и классов точности средств измерений, входящих в состав ИК, представлен в Таблице 2.

Таблица 2. Состав ИК АИИС КУЭ

Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом, установленным в ОАО «Сибнефтепровод» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Все средства измерений, являющиеся компонентами ИК АИИС КУЭ, внесены в Государственный реестр средств измерений Российской Федерации.

ИИК обеспечивает автоматическое проведение измерений в точке измерений. Метрологические характеристики ИИК определяются классом точности ТТ, ТН, счетчиков и сопротивлением кабельных линий от ТТ и ТН до счетчиков.

Средства передачи и хранения данных, входящие в состав АИИС КУЭ, метрологической поверке не подлежат.

В Таблице 3 приведены основные метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ. Таблица 3. Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ

Число ИК АИИС КУЭ - 10.

Число АРМ пользователей - 5.

Защищенность применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: электросчетчика, промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения, испытательной коробки, сервера

БД;

-    защита информации на программном уровне: результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи), установка пароля на счетчик, установка пароля на сервер БД.

Глубина архивирования данных по точкам измерений: получасовые приращения электроэнергии - не менее 18 месяцев, суточные - не менее 3 лет, месячные - не менее 5 лет.

Предел допускаемой погрешности системных часов сервера БД не превышает ± 5 с.

Предел допускаемого рассогласования системных часов сервера БД и встроенных часов счетчиков электроэнергии не превышает ± 5 с.

Предел допускаемой абсолютной погрешности передачи измерительной информации от счетчика на сервер БД не превышает ± 1 единиц младшего разряда.

Условия эксплуатации:

Для ТТ и ТН:

-    параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 - l,l) UH1; диапазон силы первичного тока (0,05 - 1,2) 1Н1; коэффициент мощности cos9 от 0,5 инд. до 0,8 емк.; частота (50 ± 0,2) Гц;

-    параметры окружающей среды: температура окружающего воздуха от минус 5 °С до плюс 25 °С; относительная влажность воздуха (70 ± 5) %; атмосферное давление (750 ± 30) мм рт.ст.

Для электросчетчиков:

-    параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 - 1,1) UH2; диапазон силы вторичного тока (0,05 - 1,2) IH2; коэффициент мощности cos9 от 0,5инд. до 0,8емк.; частота (50 ± 0,2) Гц; магнитная индукция внешнего происхождения не более 0,5 мТл;

параметры окружающей среды: температура окружающего воздуха от минус 20 °С до плюс 30 °С; относительная влажность воздуха от 40 до 60 %; атмосферное давление (750 ± 30) мм рт. ст.

Для аппаратуры передачи и обработки данных:

-    параметры питающей сети: напряжение (220 ± 22) В; частота (50 ± 0,2) Гц;

-    параметры окружающей среды: температура окружающего воздуха от плюс 15 °С до плюс 25 °С; относительная влажность воздуха (70 ± 5) %; атмосферное давление (750 ± 30) мм рт.ст.

Режим эксплуатации - непрерывный

Параметры надежности:

Средняя наработка на отказ блоков верхнего уровня не менее 45000 ч. при круглосуточной работе; Средний срок службы АИИС КУЭ - 20 лет.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульный лист руководства по эксплуатации типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Таблица 4. Комплектность АИИС КУЭ

Поверка

осуществляется по документу МП 49562-12 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Сибнефтепровод» по объектам «Трубопроводной системы «НПС «Пур-Пе» -НПС «Самотлор». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Тюменский ЦСМ» 05 сентября 2011 года.

Перечень основных средств поверки:

-    средства поверки измерительных трансформаторов напряжения по ГОСТ 8.216-88;

-    средства поверки измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003;

-    средства поверки счетчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, согласованной ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ»;

-    прибор электроизмерительный эталонный многофункциональный «Энергомонитор 3.1 К»;

-    переносной компьютер с ПО и оптическим преобразователем для работы со счетчиками системы;

-    эталонные сигналы частоты и времени ГСВЧ РФ тайм-серверов ФГУП «ВНИИФТРИ» (Свидетельство № 0000592). Погрешность синхронизации системного времени тайм-серверов первого уровня относительно шкалы времени UTC (SU) не превышает ± 10 мкс.

Виды и периодичность поверок средств измерений, входящих в систему, приведены в эксплуатационной документации на эти средства.

Сведения о методах измерений

Методика измерений приведена в документах:

-    «Электроэнергия и мощность. Методика измерений с использованием АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» в части объектов НПС «Пур-Пе-2». Свидетельство об аттестации методики измерений № 452/01.00248-2008/2011 от 16 октября 2011 г.

-    «Электроэнергия и мощность. Методика измерений с использованием АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» в части объектов НПС «Самотлор». Свидетельство об аттестации методики измерений № 504/01.00248-2008/2011 от 25 октября 2011 г.

-    «Электроэнергия и мощность. Методика измерений с использованием АИИС КУЭ ОАО «АК «Транснефть» в части объектов НПС «Вынгапур». Свидетельство об аттестации методики измерений № 505/01.00248-2008/2011 от 25 октября 2011 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной    коммерческого    учета    электроэнергии

ОАО «АК «Транснефть» в части ОАО «Сибнефтепровод» по объектам «Трубопроводной системы «НПС «Пур-Пе» - НПС «Самотлор».

ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».

ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».

ГОСТ 7746-2001 Трансформаторы тока. Общие технические условия.

ГОСТ 1983-2001 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.

ГОСТ Р 52323-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S.

ГОСТ Р 52425-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.